style="width:3.30271in;height:0.51986in" />,其中，α是120°运算因子，而X、X 和 X
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本标准规定了光伏发电系统机电暂态模型验证及参数测试的技术要求。
本标准适用于通过10(6)kV 及以上电压等级与公共电网连接的光伏发电系统。
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文
件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
GB/T 1207 电磁式电压互感器
GB/T 1208 电流互感器
GB/T 32826 光伏发电系统建模导则
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
光伏发电系统 photovoltaic(PV)power system
利用光伏电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统，
一般包含变压器、逆变
器和光伏方阵，以及相关辅助设施等。
3.2
并网点 point of interconnection
对于有升压站的光伏发电站，指升压站高压侧母线或节点，对于无升压站的光伏发电站，指光伏发
电站的输出汇总点。
3.3
光伏发电单元 photovoltaic(PV)power unit
光伏发电系统中，
一定数量的光伏组件以串并联的方式连接，通过直流汇流箱和直流配电柜多级汇
集，经光伏逆变器逆变与隔离升压变压器升压成符合电网频率和电压要求的电源。
3.4
故障穿越 fault ride through
当电力系统事故或扰动引起光伏发电系统并网点电压或频率变化时，在一定的电压、频率变化范围
和时间间隔内，光伏发电站能够保证不脱网连续运行。
3.5
基波正序分量 positive sequence component of the fundamental
三相系统的基波分量中，三个对称相序分量之一，它存在于对称的和不对称的正弦量三相系统中。
注：基波正序分量的复数表达式定义style="width:3.30271in;height:0.51986in" />,其中，α是120°运算因子，而X
、X 和 X
是有关相量的复数表达式，其中 X 表示系统电流或电压的相矢量。
GB/T 32892—2016
3.6
平均偏差 mean deviation
模型验证中，仿真数据与对应试验数据之差算术平均值的绝对值。
3.7
最大偏差 maximum deviation
模型验证中，仿真数据与对应试验数据之差绝对值的最大值。
4.1
对于不具有模型及参数的光伏发电系统，应首先进行模型参数测试，确定光伏发电系统的模型结
构及参数取值。
4.2
对于已具有模型及参数的光伏发电系统，应开展模型验证，校核光伏发电系统机电暂态模型的准
确性。
4.3
光伏发电系统包含多种不同型号逆变器时，应对各种型号逆变器所组成的光伏发电单元分别进行
参数测试及模型验证。
4.4 光伏发电系统宜具备供第三方进行参数测试及模型验证的设备接口。
5.1
光伏发电系统模型参数测试和验证的环境温度应在-20℃~50℃之间，相对环境湿度应不超
过 9 0 % 。
5.2 光伏发电系统按照有关规定完成安装和并网调试，并提供调试报告。
5.3
测量设备包括电压互感器、电流互感器和数据采集装置等。测量设备准确度应至少满足表1的要
求，电压互感器应满足GB1207 的要求，电流互感器应满足 GB1208
的要求，数据采集装置带宽不应小 于100 kHz。
表 1 测量设备准确度要求
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|---|---|
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a) 光伏发电系统一次、二次系统设计报告及图纸；
b) 光伏组件、逆变器产品型式试验报告；
c) 光伏组件数据：标准测试环境(辐照度1000 W/m²,
环境温度25℃)下的光伏组件I-V 特性曲
线及其电气性能参数：开路电压、短路电流、最大功率、最大功率点电压、最大功率点电流等，参
考附录 A;
d) 逆变器数据：满载 MPPT 直流电压范围、最佳 MPPT
工作点直流电压、直流母线电容、最大直
流侧允许电压阶跃量、额定输出功率、网侧额定电压、网侧电压允许范围、功率因数范围、保护
参数、桥臂输出滤波等效感抗、逆变器的机电暂态模型及参数。
GB/T 32892—2016
6.1.1 光伏发电系统模型参数测试包括光伏方阵和逆变器的模型参数测试。
6.1.2 光伏方阵的模型参数测试应在现场开展。
6.1.3 逆变器的模型参数测试应在现场或实验室开展。
待测试的光伏方阵模型及参数参照GB/T 32826 的光伏方阵工程应用模型。
光伏方阵模型参数测试系统如图1所示，光伏方阵通过逆变器连接至电网。
style="width:6.37342in;height:2.54672in" />逆变器
开关K
光伏方阵
style="width:0.21334in" />
测量点1
US
图 1 光伏方阵模型参数测试示意图
光伏方阵模型参数测试步骤如下：
a) 测试过程中，太阳辐照度大于700 W/m²,
并记录整个试验过程的太阳辐照度；
b) 断开开关 K, 监测测量点1的电压；
c) 闭合开关K,
设定逆变器运行在最大功率跟踪状态，监测测量点1的电压、电流；
d) 调节逆变器运行在给定有功功率指令工作模式，有功功率控制指令 Pod=0.2
p.u.,至逆变器 跟踪有功控制指令稳定后，监测测量点1的电压、电流；
e) 重复步骤 b)～d),Pm 以0.1 p.u.增加至最大功率点功率。
利用6.2.3的试验数据，选择合适的拟合方法，对光伏方阵模型的 I-V
特性进行拟合。
逆变器模型参数测试包括测试试验和参数辨识两个部分。
待测试的逆变器模型结构应满足GB/T 32826 要求，具体结构可选取I
型、Ⅱ型或Ⅲ型逆变器机电
style="width:0.21995in" />GB/T 32892—2016
暂态模型，或由逆变器厂家提供。
6.3.3.1
逆变器模型参数测试系统如图2所示，逆变器直流侧输入应采用光伏方阵或可控直流电源，逆
变器交流侧应与电网扰动装置连接。
style="width:8.65333in;height:3.1867in" />开关K
逆变器
电网扰动
发生装置
Zs
人
图 2 逆变器模型参数测试示意图
6.3.3.2 可控直流电源应满足下列要求：
a) 可控直流电源应能模拟光伏方阵 I-V 特性，且可调整 I-V 特性曲线参数；
b) 可控直流电源模拟光伏方阵 I-V 特性曲线，切换时间应小于20 ms。
6.3.3.3 电网扰动发生装置应满足下列要求：
a) 电网扰动发生装置三相短路容量应为被测逆变器额定功率3倍以上；
b) 电网扰动发生装置应能模拟三相对称电压跌落和两相不对称电压跌落；
c) 电网扰动发生装置电压跌落时间与恢复时间均应小于20 ms。
6.3.4.1
测试试验应包括交流侧小扰动试验、有功控制试验、无功控制试验以及交流侧大扰动试验；当
逆变器直流输入采用可控直流电源时，还应进行直流侧扰动试验。
6.3.4.2 交流侧小扰动试验：
a) 保持逆变器正常运行，且输出有功功率 P≥0.7P。(P,
为逆变器额定功率),无功功率 Qc≤ 0.1Qmx 且 Q₁ ≤0.1Qmx(Qmx
为逆变器最大输出无功功率);
b) 打开开关 K, 设置逆变器正常运行交流侧电压为0.98 p.u.～1.02
p.u.,调节逆变器侧电压跌落 至0.90 p.u.～0.93 p.u.,至逆变器稳定运行后2
s,恢复逆变器交流侧电压至扰动前电压值，至 逆变器稳定运行后2 s;
c) 记录整个试验过程中测量点1和测量点2的电压、电流瞬时值；
d) 保持逆变器正常运行，重复步骤
b)～c),使得扰动期间逆变器交流侧电压范围分别为0.95 p.u.~ 0.98 p.u.,1.02
p.u.～1.05 p.u.,1.07 p.u.～1.10 p.u.;
e) 保持逆变器正常运行，且输出有功功率P≥0.7P, 容性无功功率Qc≥0.5Qmx,
重复步骤 b)～d);
f) 保持逆变器正常运行，且输出有功功率P≥0.7P, 感性无功功率Q₁ ≥0.5Qmx,
重复步骤b)～d);
g) 保持逆变器正常运行，且输出有功功率范围分别是0.5P,≤P\<0.7P。 和0.
1P,≤P≤0.3Pn, 重复步骤 b)～f)。
6.3.4.3 直流侧扰动试验：
a) 保持逆变器正常运行，且输出有功功率P≥0.7Pn;
b) 设置逆变器工作在有功功率控制模式，有功功率控制指令 Pd=0.7
p.u.,重新设置逆变器的
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class="anchor">控制方式为最大功率跟踪方式；
c) 记录整个试验过程中测量点1和测量点2的电压、电流瞬时值；
d) 重复步骤 b)～c),Po=0.3 p.u.。
6.3.4.4 有功控制试验：
a) 闭合开关K, 设定逆变器输出无功功率Qc\<0. 1Qmax 且 Q₁\<0. 1Qmax;
b) 按照图3的设定曲线控制逆变器有功功率参考值；
c) 记录整个试验过程中测量点1和测量点2的电压、电流瞬时值。
style="width:7.62673in;height:3.47336in" />
时间/min
图 3 有功功率控制曲线
6.3.4.5 无功控制试验：
a) 闭合开关 K, 设定逆变器输出有功功率0.5P 。;
b) 按照图4的设定曲线控制逆变器无功功率参考值；
c) 记录整个试验过程中测量点1和测量点2的电压、电流瞬时值。
style="width:10.84011in;height:3.39988in" />
时间/min
图 4 无功功率控制曲线
6.3.4.6 交流侧大扰动试验：
a) 保持逆变器正常运行，且输出有功功率 P≥0.7Pn, 无功功率Qc≤0. 1Qmax 且
Q≤0. 1Qmx;
b) 设置逆变器正常运行交流侧电压为0.98 p.u.～1.02
p.u.,调节逆变器侧电压跌落至0 p.u.～0.10 p.u., 持续0. 15 s,
恢复逆变器交流侧电压至扰动前电压值，至逆变器稳定运行后2 s;
c) 记录整个过程中测量点1和测量点2的电压、电流瞬时值；
d) 保持逆变器正常运行，重复步骤 b)～c),
使得扰动期间逆变器交流侧电压范围分别为0.20 p.u.~ 0.30 p.u.,0.50
p.u.～0.60 p.u.,0.80 p.u.～0.90 p.u.,1. 10 p.u.～1. 15p.u.和1.25
p.u.～1.30 p.u.,持 续时间分别为0.6 s,1.4s,1.8 s,3s 和0.5 s;
GB/T 32892—2016
e) 保持逆变器正常运行，且输出有功功率P≥0.7P, 容性无功功率Qc≥0.5Qmx,
重复步骤b)～d);
f) 保持逆变器正常运行，且输出有功功率P≥0.7P。,感性无功功率Q,≥0.5Qmx,
重复步骤b)～d);
g) 保持逆变器正常运行，且输出有功功率范围分别是0.5P。≤P\<0.7Pn
和0.1P,≤P≤0.3P,
重复步骤 b)～f)。
光伏逆变器模型参数辨识步骤：
a) I
型逆变器机电暂态模型的电流控制环节参数可按照经验值给出，推荐值：两倍仿真步长；
b) 选择合适的辨识方法，如最小二乘法，对I
型、Ⅱ型或Ⅲ型逆变器机电暂态模型的控制参数进
6.3.4.2 的试验数据辨识有功、无功控制环节参数，利用[6.3.4.3](https://6.3.4.3
6.3.4.4 的试验数据辨识有功控制环节指令等效惯性环
6.3.4.5 的试验数据辨识无功控制环节指令等效惯性环节参数，利用[6.3.4.6](https://6.3.4.6
验数据拟合故障穿越控制环节参数；
c)
对于需要辨识的参数，应选取多组合适的试验数据进行辨识，对多组辨识结果加权平均，确定
合适的参数值。
7.1.1
光伏发电单元/系统模型验证的考核内容包括电压、电流、无功电流分量、有功功率和无功功率。
7.1.2 模型验证试验方法包括网侧扰动试验和有功、无功控制试验。
7.1.3 网侧扰动试验的模型验证时间段为：扰动发生前2 s
到扰动消除后有功功率恢复到稳定运行后
7.1.4 有功、无功控制试验的模型验证时间段为：控制指令下达前2 s
到功率达到稳定运行后10s。
7.1.5 光伏逆变器的模型验证宜参考光伏发电单元的模型验证。
7.2.1
模型验证系统应按照图5要求进行，试验系统应满足的要求参照6.3.3对于电网扰动发生装置
的要求。
7.2.2
宜通过至少一组电网电压扰动空载试验数据校核电网参数，用于建立试验系统模型。
style="width:8.21343in;height:3.21332in" />开关K
逆变器
光伏方阵
√
测量点1
Us
图 5 模型验证试验示意图
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7.3.1.1 网侧扰动试验应在以下3种有功功率范围内进行：
a) 大功率输出范围：P≥0.7Pn;
b) 中间功率输出范围：0.5Pn≤P\<0.7Pn;
c) 小功率输出范围：0.1P,≤P≤0.3P。
7.3.1.2 网侧扰动试验应在以下三种无功功率范围内进行：
a) 容性无功输出范围：Qc>0.5Qmx;
b) 感性无功输出范围：Q₁ >0.5Qmx;
c) 无功功率输出小范围：Qc\<0.1Qmax 且 Q₁ \<0.1Qmax。
模型验证测试步骤如下：
a)
通过试验系统模拟不同扰动类型(三相对称和两相不对称),使光伏发电单元/系统端电压幅值
跌落至0 p.u.～0.10 p.u.,持续时间为0.15
s,记录整个过程中测量点1的电压、电流瞬时值；
b) 恢复光伏发电单元电压为扰动前电压值，至光伏发电单元稳定运行2 s
以上；
c) 分别设置光伏发电单元电压幅值跌落至0.20 p.u.～0.30 p.u.,0.50
p.u.～0.60 p.u.和0.90 p.u.~ 0.95 p.u.,电压跌落持续时间分别为0.6 s,1.4s
和1.8 s,重复步骤 a)、b);
d) 如有其他需要，可增加其他跌落深度的试验和验证。
7.4.1.1
有功控制试验应在以下3种无功功率范围内进行：
a) 容性无功输出范围：Qc>0.5Qmax;
b) 感性无功输出范围：QL>0.5Qmx;
c) 无功功率输出小范围：Qc\<0.1Qmx 且 Q₁ \<0.1Qmx。
7.4.1.2 无功控制试验应在以下两种有功功率范围内进行：
a) 大功率输出范围：P≥0.7Pn;
b) 中间功率输出范围：0.5P,≤P\<0.7Pn。
7.4.2.1 有功控制：
a) 闭合开关K, 设定逆变器输出无功功率范围满足7.4.1.1;
b) 按照图3的设定曲线控制逆变器有功功率参考值；
c) 记录整个试验过程中1和测量点2的电压、电流瞬时值。
7.4.2.2 无功控制：
a) 闭合开关K, 设定逆变器输出有功功率范围满足7.4.1.2;
b) 按照图4的设定曲线控制逆变器无功功率参考值；
c) 记录整个试验过程中1和测量点2的电压、电流瞬时值。
7.5.1 模型验证仿真应采用广泛使用的电力系统分析软件。
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7.5.2 模型验证前校核并调整仿真电网参数，包括电压、等效阻抗、短路容量。
7.5.3
依据光伏发电单元实际试验工况，设置模型为本标准规定的验证工况，进行模型仿真，记录光伏
发电单元升压变高压侧电压、电流和功率仿真数据。
8.1.1
通过计算，提取模型仿真数据与试验数据的电压、电流基波正序分量和无功电流分量、有功功率
和无功功率。
8.1.2 所有数据应采用相同的量纲、时标、分辨率。
8.1.3 模型仿真数据与试验数据的时间序列应同步。
8.2.1 网侧电压扰动过程区段划分：
a) 根据试验电压数据，将试验与仿真的数据序列分为 A (扰动前)、B
(扰动期间)、C (扰动后)三个 时段；
b) 根据有功功率和无功功率的响应特性，将 B、C
时段分为暂态区间和稳态区间，其中 B 时段分 为 B, (暂态)和 B₂
(稳态)区间，C 时段分为 C (暂态)和 C₂ (稳态)区间；
c) 数据区段划分方法见附录B。
8.2.2 有功、无功控制试验扰动过程区段划分：
a)
有功、无功控制过程区段划分以控制指令阶跃为划分依据，每个指令应单独进行模型仿真与试
验数据对比验证，将试验与仿真的数据序列分为 A
(指令阶跃前)、B(指令阶跃后);
b) 根据有功、无功功率的响应特性，将B 时段分为暂态区间 B₁ 和稳态区间
B₂;
c) 数据区段划分方法见附录 C。
8.3.1
通过计算模型仿真数据与试验数据之间的偏差，考核模型的准确程度。仿真与试验偏差计算的
电气量包括：电压Us, 电 流 I, 无功电流 I 。, 有功功率 P, 无功功率Q。
8.3.2
数据区段划分后，应分别计算每个时段暂态和稳态区间的偏差；各时段暂态区间仅计算平均偏
差，稳态区间分别计算平均偏差和最大偏差；计算模型仿真与试验数据的加权平均总偏差。
8.3.3 平均偏差与最大偏差计算方法：
a) 稳态区间的平均偏差 F₁——
模型仿真与试验数据在稳态区间内偏差的算术平均值，见式(1)。
style="width:9.27338in;height:0.86658in" /> ……… (1)
式中：
Xs — 待考核电气量的模型仿真数据标幺值；
XM — 待考核电气量的试验数据的标幺值；
Kssan,KsFad— 计算误差区间内模型仿真数据的第一个和最后一个序号；
KMSun,KFmd—— 计算误差区间内试验数据的第一个和最后一个序号。
b) 暂态区间的平均偏差 F₂—
模型仿真与试验数据在暂态区间内偏差的算术平均值，见式(2)。
style="width:10.11339in;height:0.81994in" />… (2)
GB/T 32892—2016
c) 稳态区间的最大偏差F₃—
模型仿真与试验数据在稳态区间的偏差的最大值，见式(3)。
F3=max;-Kws …Kx(\|Xs(i)—Xm(i)l) … … … … … … … … … …(3)
8.3.4 将各时段的平均偏差进行加权平均计算。
a) 网侧扰动试验各时段权值： A (扰动前):10%;
B(扰动期间):60%;
C(扰动后):30%。
b) 有功、无功控制试验各时段权值：
A (指令阶跃前):30%;
B(指令阶跃后):70%。
8.3.5 每个验证工况按照附录 D 的格式记录验证结果。
8.4.1 网侧扰动试验，偏差计算结果应满足以下条件：
a)
所有工况的光伏发电单元升压变高压侧电压各偏差应不大于表2中的电压偏差最大允许值；
b)
所有工况稳态和暂态区间的电流、无功电流、有功功率和无功功率的平均偏差、稳态区间的最
大偏差以及加权平均总偏差应不大于表2中的偏差最大允许值；
c)
对于两相不对称扰动工况下的模型仿真验证，基波正序分量的最大允许偏差值为表2数值的
1.5倍。
表 2 允许最大偏差值
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8.4.2
有功控制试验，有功功率和电流各项偏差应不大于表2中的最大允许偏差。无功控制试验，无
功功率和电流各项偏差应不大于表2中的最大允许偏差。
光伏发电系统模型验证及参数测试报告应包括但不仅限于以下内容：
a)
光伏发电系统概况，地理位置，名称，结构，光伏方阵厂家、型号、参数、组装方式，逆变器厂家、
型号、结构及参数等。
b) 测试时间、测试单位。
c) 测试条件。
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d) 光伏发电系统模型描述。
e) 光伏发电系统参数测试信息。
f) 光伏发电系统模型参数辨识。
g) 光伏发电系统模型验证结果。
h) 存在问题及处理建议。
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(资料性附录)
光伏发电系统模型参数测试用数据格式
测试前，收集资料见表A.1。
表 A.1 光伏发电单元模型参数测试基本信息
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GB/T 32892—2016
(规范性附录)
电网扰动过程区段划分方法
B.1 一 般 规 定
在进行偏差计算前，应根据测试数据对扰动前后及扰动期间进行区段划分，以实现对各时段、区间
分别计算测试数据与仿真数据的偏差。
B.2 A、B、C 时段判定
B.2.1 以测试电压数据为依据，将测试与仿真的数据序列分为3个时段：
a) A—— 扰动前；
b) B—— 扰动期间；
c) C—— 扰动后。
B.2.2
各时段针对有功功率和无功功率测试数据在电压跌落过程中的特性，分为暂态区间和稳态区
间，如图 B.1 所示。
style="width:11.01994in;height:6.6066in" />
图 B.1 扰动过程区段划分
B.2.3 判定 A、B、C 时段的开始和结束时刻方法如下：
a) 电压跌落前2 s 为 A 时段开始；
b) 电压跌落至0.9 p.u.时刻的前20 ms 为 A 时段结束，B 时段开始；
c) 扰动清除开始时刻的前20 ms 为 B 时段结束，C 时段开始；
d) 扰动清除后，光伏发电单元/系统有功功率开始稳定输出后的2 s 为 C
时段结束。
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B.3
暂态和稳态区间判定
B.3.1 A 时段
A 时段为扰动前的时间区间，此时段均为稳态区间，如图 B.1 所示的 A 区间。
B.3.2 B 时段
B
时段分为暂态区间和稳态区间。电压瞬时跌落，功率调节阶段为暂态区间，如图
B.1 中的 B, 时
段；电压跌落后稳定运行为稳态区间，如图 B.1 所示的B2 时段。
B.3.3 C 时段
C
时段分为暂态区间和稳态区间。电压瞬时恢复，功率调节阶段为暂态区间，如图
B.1 中 的C₁ 时
段；恢复后的稳定运行阶段为稳态区间，如图 B.1 所示的C₂ 时段。
B.3.4 B、C 时段暂态区间和稳态区间判定
B、C时段根据电流、有功功率和无功功率的响应特性，分为暂态区间和稳态区间。暂态区间为电
压瞬时大幅波动引起的电流、有功功率和无功功率的波动区间。稳态区间为正常运行和电压波动后稳
定运行的区间。暂态开始时刻即为上一稳态结束时刻，暂态结束时刻即为下一稳态开始时刻。对电压
波动引起的暂态区间，功率和电流的波动进入该时段平均值的±10%范围内的后20
ms 为暂态过程的
结束。
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(规范性附录)
有功、无功控制过程区段划分方法
C.1 一 般 规 定
在进行偏差计算前，应根据测试数据对有功、无功控制过程进行区段划分，以实现对各时段分别计
算测试数据与仿真数据的偏差。
C.2 A、B 时段判定
C.2.1
以测试的有功、无功控制指令为依据，将测试与仿真的数据序列分为两个时段：
a) A— 指令阶跃前；
b) B—— 指令阶跃后。
C.2.2
各时段针对有功、无功功率测试数据在有功、无功控制过程中的特性，分为暂态和稳态区间，如
图 C.1 所示。
style="width:8.27998in;height:5.44676in" />
图 C.1 控制过程区段划分
C.2.3 判定 A、B 时段的开始和结束时刻方法如下：
a) 控制指令阶跃前2 s 为 A 时段开始；
b) 控制指令阶跃开始时刻为 A 时段结束，B 时段开始；
c) 控制指令变化后，光伏发电单元/系统有功、无功功率开始稳定输出后的10
s 为 B 时段结束。
C.3 暂态区间和稳态区间判定
C.3.1 A 时 段
A 时段为控制指令阶跃前的时间区间，此时段均为稳态区间，如图 C.1 中 的 A
区间。
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C.3.2 B 时段
B
时段分为暂态区间和稳态区间。控制指令阶跃，功率调节阶段为暂态区间，如图
C.1 所示的 B₁
时段；控制调整完成后稳定运行为稳态区间，如图 C.1 所示的 B2 时段。
C.3.3 B 时段暂态区间和稳态区间判定
B
时段根据电流、有功功率和无功功率的响应特性，分为暂态区间和稳态区间。暂态区间为控制指
令阶跃引起的电流、有功功率和无功功率的波动区间。稳态区间为根据控制指令调整完成后稳定运行
的区间。暂态开始时刻即为上一稳态结束时刻，暂态结束时刻即为下一稳态开始时刻。对有功、无功控
制引起的暂态区间，功率和电流的波动进入该时段平均值的±10%范围内的后20 ms
为暂态过程的
结束。
style="width:0.19998in;height:0.17999in" />
(资料性附录)
模型验证结果
测试数据记录如表 D.1 和表D.2 所示。
表 D.1 模型验证数据表
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表 D.2 模型验证各区间加权偏差值
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更多内容 可以 GB-T 32892-2016 光伏发电系统模型及参数测试规程. 进一步学习